La Commission européenne vient de dévoiler 46 projets jugés stratégiques pour la souveraineté européenne sur la question des matières premières. Extraction, transformation et recyclage : c’est toute la chaîne d’approvisionnement des matériaux indispensables à l’électrification des usages et à la production de batteries qui sont concernés. Parmi ces projets, 6 se trouvent en France.
Le Vieux Continent travaille à améliorer sa souveraineté énergétique dans un monde de plus en plus sujet à des tensions géopolitiques. Pour cela, la Commission européenne a mis en place le Critical Raw Materials Act (CRMA), un règlement européen qui vise à sécuriser l’accès de l’Europe aux métaux et minerais indispensables aux technologies vertes, numériques, de défense et spatiales. Cette loi fixe notamment des objectifs pour 2030, comme l’extraction de 10% des besoins annuels en matières premières critiques au sein de l’Europe, ou encore la transformation de 40 % des besoins annuels.
Pour rendre ces objectifs possibles, la Commission européenne a sélectionné pour la deuxième année consécutive un ensemble de projets considérés comme stratégiques sur l’ensemble de ces chaînes de valeur. Si cette sélection n’est pas nécessairement synonyme de financements, elle permet aux entreprises concernées de bénéficier de facilités administratives avec notamment des délais d’instruction raccourcis.
Ces 46 projets européens sont répartis dans 16 États membres. On en retrouve 8 sur des thématiques d’extraction, 11 projets de transformation, et 19 projets de recyclage. La France est d’ailleurs bien représentée avec six projets sélectionnés.
Parmi ces projets, on peut particulièrement citer Lithium de France. Porté par la startup du même nom, ce projet vise à extraire du sous-sol alsacien de la chaleur, ainsi que du lithium géothermal. La Commission européenne a également sélectionné EMME, un projet de fabrication de matériaux essentiels à la composition de batteries, avec un pôle de fabrication de nickel et de cobalt de qualité batterie, associé à un laboratoire en science des matériaux et en génie des procédés.
Comme ce projet de loi CRMA ne concerne pas que les batteries, le projet LUERN a aussi été choisi. Celui-ci, porté par Aubert & Duval, porte sur une hausse de ses capacités de production et de recyclage du titane pour sécuriser la chaîne d’approvisionnement de l’aéronautique européenne.
L’attente paraît interminable pour les porteurs de projet des deux fermes hydroliennes qui doivent prendre place au large des côtes normandes. Huit mois après la publication de la PPE3, le démarrage des chantiers n’est toujours pas possible pour des raisons administratives.
2026 devait être une année charnière pour l’hydrolien français, mais il va finalement falloir encore de la patience pour les acteurs d’une filière toujours au point mort. Pourtant, l’année avait bien commencé avec l’inscription d’un appel d’offres de 250 MW dans la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Cette annonce devait constituer un signal fort pour une filière pleine d’ambitions et de potentiel, mais qui peinait à démarrer.
Plusieurs mois plus tard, les deux principaux projets français, qui doivent prendre place dans le Raz Blanchard, en Normandie, en sont toujours au même point. Certes, les subventions et autres permis ont bien été validés, mais l’État n’a toujours pas validé d’arrêté tarifaire, ce qui empêche tout démarrage des travaux. Voilà bientôt six mois que la situation stagne.
Heureusement, le plus gros de l’attente est peut-être derrière : le gouvernement s’apprêterait à notifier la Commission européenne des dispositifs de soutien qui sont envisagés pour les deux projets hydroliens Flowatt et NH1. Cette étape est indispensable pour permettre la publication des arrêtés tarifaires. Ces derniers pourraient donc être disponibles début 2027, ce qui laisse encore possible un début de production courant 2028.
Les deux projets concernés doivent prendre place dans l’un des sites géographiques les plus propices d’Europe, à savoir le Raz Blanchard. Les deux recourent à des technologies d’hydroliennes bien différentes. Flowatt mise sur des hydroliennes à axe vertical, fabriquées à Cherbourg par la société CMN. De son côté, Normandie Hydroliennes mise sur une technologie plus commune avec l’AR3000, sorte de grande sœur de l’hydrolienne AR1500 récemment testée au large du Japon.
En inaugurant sa plus puissante batterie, la France entame enfin l’adaptation de son réseau électrique aux spécificités des moyens de production d’électricité renouvelable. Cette nouvelle batterie de 480 MWh va notamment permettre à RTE de mieux utiliser l’énergie solaire produite en journée pour la réinjecter en soirée, quand le réseau en a le plus besoin.
Non loin de Reims, à l’est de Paris, vient d’être inaugurée la plus grande batterie de stockage d’électricité (BESS) de la France métropolitaine. Il aura fallu à peine quinze mois de travaux pour installer les 140 Megapacks de Tesla sur le site de 3 hectares, pour atteindre une puissance de 240 MW et une capacité de 480 MWh.
L’installation, détenue à parts égales par TagEnergy et la Banque des Territoires, a nécessité un investissement de 100 millions d’euros, et prend donc la place de plus grande BESS de France, en dépassant allègrement l’installation de 200 MWh du développeur Harmony Energy, mise en service à Nantes en août 2025.
Développée en partenariat avec RTE, cette batterie géante peut être mobilisée à tout moment par le gestionnaire de réseau qui peut l’utiliser à la fois pour trouver l’équilibre entre consommation et production d’électricité, mais également pour participer aux réglages de tension et de fréquence du réseau électrique. En service depuis plus de 4 mois, l’installation a d’ores et déjà réinjecté plus de 70 GWh d’électricité. Au 23 septembre, elle avait effectué 145 cycles de charge/décharge en 125 jours.
TagEnergy et la Banque des Territoires ne devraient pas en rester là, puisque les deux partenaires ont signé un accord de trois ans pour financer plusieurs installations de stockage en France.
En mal de souveraineté, l’Europe a besoin d’une solidarité forte entre ses différents membres pour espérer retrouver une place centrale, tant dans le monde du numérique que dans celui de l’énergie. La récente décision de l’allemand Ecosia de quitter Mistral AI ne va pas dans ce sens.
Cela devait être une belle histoire à l’européenne. En mai dernier, le moteur de recherche allemand Ecosia, qui utilise ses bénéfices pour financer des actions climatiques, abandonnait OpenAI pour ses résumés et son chatbot au profit de Mistral AI, le champion français de l’intelligence artificielle.
Mais seulement quelques mois après ce nouveau partenariat européen, Ecosia vient de créer la surprise en annonçant abandonner Mistral AI, pour se tourner vers des modèles d’IA open-source chinois hébergés par la plateforme allemande Melious. Pour expliquer ce changement brutal de cap, le fondateur d’Ecosia, Christian Kroll, a d’abord avancé les arguments du prix et de la performance, indiquant que Mistral AI était en retard sur certains concurrents. Outre ces problèmes de performances, le changement permettrait, toujours selon Christian Kroll, à Ecosia de diviser ses coûts par deux.
La lignite allemande préférée au nucléaire français
Néanmoins, d’autres arguments avancés par Christian Kroll sont pour le moins surprenants. Ce dernier aurait ainsi expliqué que l’utilisation de Mistral ne correspondait pas aux objectifs environnementaux du moteur de recherche. Comprenons que dans le cas présent, le nucléaire fait tâche.
Entraînée et hébergée en France, Mistral AI bénéficie pourtant du mix électrique largement décarboné de la France, annoncé à 19,6 g de CO2eq/kWh sur l’année 2025 par RTE. À l’inverse, les nouveaux modèles IA d’Ecosia reposent sur le mix électrique allemand, d’une intensité carbone de 298 g de CO2 équivalent par kWh, et ont été entraînés en Chine, où l’intensité carbone est de 485 gCO2eq/kWh sur l’année 2025 (selon Electricity Maps) !
Face à ce constat, il est très difficile de ne pas voir un choix principalement politique dans la décision d’Ecosia de préférer des modèles chinois. D’ailleurs, Christian Kroll a également évoqué le manque de souveraineté de l’IA made in France à cause de ses investisseurs internationaux, un autre argument justifiant difficilement le choix de modèles chinois.
L’éolienne à quatre mâts d’Eolink verra-t-elle un jour le jour ? La réponse est de moins en moins certaine. Après de nombreux retards sur l’assemblage de son prototype, la startup vient d’être placée en redressement judiciaire et doit trouver un repreneur pour survivre.
Les temps sont durs pour la startup anglo-française Eolink. Fondée en 2015, elle travaille depuis plus de 10 ans à la conception d’une éolienne spécifiquement conçue pour la pleine mer. Alors que son démonstrateur de 5 MW est enfin prêt à être assemblé sur le port de Brest, avec deux ans de retard, la startup vient finalement d’être placée en redressement judiciaire et cherche désormais un repreneur.
L’entreprise a annoncé cette nouvelle sur le réseau social LinkedIn, en indiquant qu’il y avait deux opportunités distinctes. La première consiste en la reprise des capacités de conception de l’entreprise, qui sont parfaitement adaptées aux secteurs de l’éolien offshore flottant, de l’industrie navale et offshore. Ces capacités de conception intègrent des méthodes, des logiciels et des brevets.
Que va devenir le démonstrateur qui devait être assemblé à Brest ?
En parallèle, l’entreprise propose à la vente son démonstrateur de 5 MW, dont tous les composants sont stockés à Brest en attente d’être assemblés. Une fois montée, l’éolienne doit mesurer 150 mètres de haut en bout de pale pour 50 mètres de côté. Ses ancrages en mer sont déjà en place, sur le site SEM-REV, au large du Croisic. Évidemment, il est possible pour un repreneur de combiner les deux opportunités.
Difficile de savoir ce que va devenir cette éolienne innovante, mais l’histoire d’Eolink rappelle tristement celle de Sabella, ce spécialiste français de l’hydrolien qui avait été placé en liquidation judiciaire en janvier 2024. Quelques mois plus tard, son prototype d’hydrolienne D10, installé au large d’Ouessant, avait tout de même trouvé un repreneur. Espérons que l’issue du dossier Eolink soit plus positive.
Quand on n’a pas (ou presque pas) de mine de lithium, on a des idées. Pour produire des batteries lithium en France, une startup a décidé de puiser sa matière première dans nos déchets, et de faire des batteries usagées une véritable ressource.
Faire du neuf avec du vieux. Voilà un adage que la startup française VoltR a pris au pied de la lettre. Basée à Verrières-en-Anjou, non loin d’Angers, l’entreprise s’est donné pour mission de donner une deuxième vie aux batteries lithium. Pour cela, elle collecte, diagnostique et remet à neuf des batteries. Ces nouvelles batteries peuvent alors être utilisées pour de nombreux usages comme l’outillage, la domotique, la micromobilité ou encore le stockage mobile.
Son dispositif, lancé en 2022, a permis la remise sur le marché de 20 000 packs de batteries. Forte de cette réussite, l’entreprise vient de lever 22 millions d’euros, dont 16 millions d’euros proviennent de BPIFrance et de Decathlon Pulse, la filiale d’investissement du célèbre équipementier sportif. Cette levée de fonds devrait permettre de doubler la surface de l’usine et de multiplier par six la production d’ici deux ans.
La France va bientôt extraire du lithium de son sous-sol
Si le projet VoltR a une grande importance stratégique pour la France, rappelons que la France pourrait bientôt compter comme un producteur de lithium à part entière grâce à plusieurs projets d’extraction. Le premier est porté par Imerys, dans le Massif central. Située sous la carrière de kaolin de Beauvoir, cette mine pourrait être mise en service à partir de 2028. En parallèle, des projets visent à extraire le lithium de saumures géothermales situées dans les sous-sols alsaciens.
Face à une chaîne d’approvisionnement stratégique très dépendante des importations, VoltR propose une alternative qui renforce la souveraineté nationale, tout en limitant l’impact des batteries sur l’environnement en maximisant leur durée de vie.
Grâce à l’industrialisation de son procédé, VoltR espère faire émerger en Europe une chaîne de valeur circulaire complète, depuis la collecte jusqu’au recyclage de la matière quand la réutilisation n’est plus possible.
Projet central du corridor de transport d’hydrogène H2Med, le pipeline Hy-fen qui doit traverser la France du nord au sud se concrétise avec le début de la consultation publique. Il doit permettre d’alimenter les industries gourmandes en énergie du nord de l’Europe grâce à de l’hydrogène zéro carbone produit dans la péninsule ibérique.
820 kilomètres. Voilà la longueur du pipeline Hy-Fen, que Natran prévoit de construire à travers la France. Partie intégrante du projet européen H2Med, ce pipeline doit permettre de transporter 2 millions de tonnes d’hydrogène par an depuis le sud de la France jusqu’en Allemagne. Mais avant la mise en service, prévue en 2032, Natran a du pain sur la planche. L’ex-GRTGaz doit transformer un fuseau de 4 à 6 kilomètres en un tracé précis, d’une dizaine de mètres de largeur seulement. Le tracé définitif devra prendre en compte un ensemble de contraintes des territoires traversés et des autres grands projets potentiellement prévus.
Pour l’heure, une consultation est en cours auprès des 512 communes françaises concernées, et devrait se terminer le 20 décembre 2026. Le pipeline doit démarrer à Fos-sur-Mer et rejoindre la frontière allemande, en passant par la région PACA, l’Occitanie, l’Auvergne-Rhône-Alpes, la Bourgogne-Franche-Comté et le Grand Est. Le début des travaux est espéré pour 2030.
Le pipeline Hy-fen est une partie intégrante du projet H2Med, un ensemble d’interconnexions destinés à faciliter le transport d’hydrogène décarboné produit en Espagne et au Portugal, pour alimenter des complexes industriels difficiles à décarboner dans le nord de l’Europe. L’objectif est d’atteindre 2 millions de tonnes d’hydrogène par an, soit 10 % de la consommation européenne estimée. Ce corridor est composé, entre autres, du projet BarMar, censé relier Barcelone et Marseille.
Dans ce projet, la France joue un rôle central pour le transport de l’hydrogène, mais également potentiellement pour son utilisation. Le développement de l’hydrogène pourrait permettre de décarboner des industries comme la sidérurgie, la chimie ou les carburants de synthèse, en particulier au nord du pays.
Le parc éolien offshore d’Oléron a peut-être du plomb dans l’aile, mais cela n’empêche pas les communes de l’île de miser sur une électrification totale d’ici 2050 pour gagner en autonomie. Cette ambition est un immense défi, car l’île ne produit presque pas d’électricité et a des besoins importants en énergie fossile pour le chauffage des bâtiments, le transport et les activités maritimes.
La plus grande île française métropolitaine après la Corse vient de rejoindre la liste des 100 territoires pionniers de l’électrification du pays. Cette annonce vient sceller les ambitions d’une île qui veut atteindre l’autonomie énergétique d’ici 2050. Pour cela, c’est le solaire qui devrait être privilégié. Il faut dire que l’île bénéficie de bonnes conditions d’ensoleillement, qui devraient lui permettre de produire une grande partie de ses besoins électriques.
À ce jour, l’île dépend presque exclusivement du continent pour ses besoins en énergie. Elle ne dispose que d’un petit mégawatt-crête de capacité de production solaire, pour une production équivalente à la consommation de 1000 personnes.
Pour mener à bien cette ambition, l’intercommunalité locale a lancé le projet Solair’IO, qui repose sur le déploiement de 10 000 mètres carrés de panneaux photovoltaïques afin de couvrir 40 % des besoins en électricité d’une centaine de bâtiments publics. Il faudra cependant veiller à « ne pas consommer d’espaces naturels ou détruire les paysages de l’île », a indiqué Christophe Sueur, premier vice-président de la Communauté de communes Oléronaise et maire de Saint-Pierre-d’Oléron.
En parallèle, l’électrification de l’île devrait passer par la sortie de l’usage du fioul domestique, et par le déploiement de bornes de recharge rapide. D’ailleurs, la mobilité électrique doit être renforcée, y compris dans le domaine maritime. Afin d’optimiser l’usage de l’énergie solaire, des solutions de stockage de l’électricité pourraient être envisagées.
Plus qu’un simple effet d’annonce, le dispositif « 100 territoires d’électrification » vise à créer des procédures et des automatismes pour permettre une accélération de l’électrification à l’échelle nationale. Le dispositif, dont les lauréats ont été annoncés au début du mois, comprend un accompagnement renforcé de l’État. Cet accompagnement passe par un accès facilité aux dispositifs existants, mais également à des services d’ingénierie pour faire émerger et accélérer les projets. Les territoires en question pourront également bénéficier d’un appui concernant la communication et la sensibilisation.
L’île d’Oléron a du pain sur la planche, car au-delà de l’électrification des bâtiments, qui comprend la sortie du fioul ou du gaz, il faudra également électrifier les mobilités, ainsi que les activités.
Pour répondre au défi de la décarbonation des transports collectifs, la région Centre-Val de Loire mise sur le retrofit de ses cars scolaires. Cette solution, encore peu déployée, pourrait rendre l’électrification des usages plus abordable d’un point de vue financier.
La décarbonation du secteur du transport routier est une équation difficile à résoudre, en particulier au sujet des poids lourds. Les collectivités territoriales sont confrontées à cette problématique à travers le ramassage scolaire et le transport interurbain, aujourd’hui assurés presque exclusivement par des autocars à propulsion diesel.
En Centre-Val de Loire, une expérimentation a été lancée en 2022 autour du rétrofit de ces autocars diesel en partenariat avec l’entreprise de transport Transdev. L’objectif est de réduire drastiquement les émissions de CO2 de ces missions, sans pour autant devoir investir dans des véhicules électriques neufs, au tarif souvent prohibitif. Après de premières conversions réussies, la région passe à la vitesse supérieure en inaugurant un atelier de conversion.
Pour en arriver là, de nombreuses étapes ont dû être franchies, comme l’homologation du premier autocar rétrofité d’Europe. L’opération a été réalisée en 2023 par l’entreprise française Retrofleet, qui a remplacé le groupe motopropulseur diesel d’un Iveco Crossway pour le remplacer par un moteur électrique Dana TM4 et un ensemble de 192 kWh de batterie LFP. Avec ce nouveau matériel, l’autocar est bridé à 90 km/h et affiche une autonomie de 150 km.
C’est peu, mais c’est aujourd’hui l’une des rares solutions pour éviter les émissions de CO2 pour ce type de véhicule. D’ailleurs, Retrofleet annonce une réduction des émissions de l’ordre de 87 %, pour une durée de vie surprenante de 40 ans en usage scolaire. Fort de cette première réussite, la région et Transdev visent désormais la conversion de 20 autocars supplémentaires grâce au nouvel atelier installé à Château-Renault, entre Tours et Blois.
Le déploiement des pompes à chaleur comme principal moyen de chauffage des logements fait partie intégrante du plan d’électrification français. Néanmoins, le remplacement d’une chaudière à énergie fossile par une pompe à chaleur nécessite souvent un budget important, et n’est pas à la portée de tous. Pour aider les foyers les plus modestes, le gouvernement vient de lancer une nouvelle subvention, sous une forme qui se rapproche du « leasing social » mis en place pour les voitures électriques.
Annoncé en juillet par la ministre de l’Énergie Maud Bregeon, ce dispositif à destination des ménages modestes n’a de leasing que le nom. Contrairement à ce qui se pratique dans l’automobile, la location longue durée (ou leasing) d’une pompe à chaleur est un mode de financement qui permet de remplacer une chaudière au gaz, au fioul ou au charbon par une pompe à chaleur. Le foyer devient propriétaire de l’appareil dès son installation.
Avec ce mode de financement, chaque ménage bénéficiant du leasing doit verser un paiement mensuel comprenant le reste à charge de l’appareil, son entretien et, en option, un abonnement d’électricité. Pour éviter un coût trop élevé, la règle imposée par le gouvernement est simple : ce paiement ne doit pas dépasser la dépense d’énergie mensuelle d’avant travaux. L’offre est réservée aux revenus modestes ou très modestes.
Notons que chaque offre proposée par ces groupements doit comprendre une pompe à chaleur air/eau après étude du logement, un contrat de maintenance d’au moins trois ans qui couvre l’entretien courant et les pannes, et la prise en charge des demandes d’aides et le financement du reste à payer. Une offre d’électricité à prix fixe pendant trois ans est également comprise, mais peut être refusée par le propriétaire.
La fourchette d’installation attendue par le gouvernement d’ici fin 2028 ne cesse d’évoluer. Si on parlait de 20 000 à 35 000 PAC mises en service en deux ans, l’objectif aurait finalement été relevé à 55 000.
Marché SPOT, day-ahead, long terme, infrajournalier. Voilà autant de notions qui sont évidentes pour les habitués du marché de gros de l’électricité, mais qui ressemblent à du chinois pour le commun des mortels. Dans cet article, nous revenons sur le fonctionnement du marché de l’électricité à l’échelle européenne, et sur les méthodes qui permettent d’en calculer le prix.
Le prix de l’électricité fait souvent la une de l’actualité. Il illustre parfaitement les conséquences financières des tensions géopolitiques, des enjeux de la décarbonation et même du changement climatique. Pourtant, tout le monde ignore comment il est établi, et surtout à quoi il fait référence. C’est donc l’heure de faire un point sur le marché de gros de l’électricité, et sur les raisons pour lesquelles chaque Français risque d’y prêter de plus en plus attention.
En simplifiant la situation française, on distingue deux types de marchés : le marché à long terme et le marché SPOT, qui permet des ajustements plus fins au jour le jour. Cette combinaison des deux permet d’atteindre un équilibre constant entre l’offre et la demande. Ce dernier est ensuite affiné en temps réel par RTE, le gestionnaire français du réseau d’électricité.
Avant de rentrer dans le vif du sujet, il faut d’abord revenir sur les différents acteurs qui animent ce marché. On retrouve :
Les producteurs d’électricité, qui négocient et vendent la production de leurs centrales électriques. Par exemple : EDF, TotalEnergies ou encore Engie.
Les fournisseurs d’électricité, qui négocient et s’approvisionnent en électricité pour ensuite la vendre à des clients finals pour leur consommation.
Les négociants, qui achètent spécifiquement de l’électricité pour la revendre ensuite, permettant ainsi de favoriser la liquidité du marché.
Les opérateurs d’effacement, qui valorisent la consommation évitée de ses clients en cas de manque de production.
Ces quatre acteurs effectuent des échanges et des transactions sur des bourses, ou de gré à gré.
Le marché à long terme, socle financier du marché de l’électricité
Pour ces échanges et ces transactions, on retrouve d’abord les produits à terme. Les différents acteurs du marché de l’électricité peuvent conclure des contrats sur les semaines, mois et même années à venir. Ces contrats permettent de sécuriser un approvisionnement sur le long terme, d’éviter les mauvaises surprises à cause d’un prix au jour le jour trop élevé. Enfin, ce type de contrat permet de s’assurer un approvisionnement en électricité bas carbone.
Parmi les exemples récents de contrats sur le long terme, il y a les récents accords passés entre EDF et de grands consommateurs comme ArcelorMittal, Lafarge ou TotalEnergies, grâce au contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN). Notons que les volumes enregistrés sur les marchés à terme ont atteint 1897 TWh en 2025 pour une consommation d’électricité de seulement 451 TWh. Cela s’explique par le fait que chaque MWh peut faire l’objet de plusieurs transactions entre le producteur, le fournisseur et un potentiel négociant. De plus, ces contrats servent souvent de couverture, mais ne correspondent pas forcément à des MWh physiques.
De ce fait, les ajustements sont nombreux. À cela s’ajoutent des acteurs purement financiers qui prennent temporairement des positions pour les échanger plus tard.
Le marché SPOT au cœur de l’équilibre offre/demande
Au-delà des marchés à long terme, le SPOT est un marché de l’électricité à très court terme. Il permet d’acheter et de vendre de l’électricité pour le lendemain ou le jour même. Il se compose de deux segments, le day-ahead et le intraday.
Day-ahead, ou marché journalier
C’est ce marché qui fixe le prix de référence de l’électricité. Chaque jour, les acteurs (producteurs et consommateurs) du marché fixent des ordres pour toute la journée du lendemain, ce qui aboutit à une enchère journalière unique, de dimension européenne, qui confronte offre et demande. Les capacités de production sont classées selon la règle du merit order (les MWh les moins chers sont choisis en premier) jusqu’à atteindre le niveau de consommation estimé. Pour illustrer, quand les besoins s’élèvent à 60 GW d’électricité, la production peut se présenter de cette manière :
45 GW de volume cumulé de nucléaire, dont le coût est de 50 €/MWh.
13 GW d’hydroélectricité, dont le coût est de 70 €/MWh.
2 GW de centrales à gaz, dont le coût est de 160 €/MWh.
Le dernier producteur nécessaire pour équilibrer le système, souvent appelé centrale marginale, fixe le prix pour l’ensemble des MWh retenus sur cette période. Dans notre exemple, cela signifie que les 60 GW de production seront rémunérés à 160 €/MWh. Conséquence de ce mode de fonctionnement, lors des épisodes de forte consommation, même les moyens de production au coût très élevé sont mobilisés, ce qui engendre une forte hausse des prix.
Notons que les MWh échangés sur le marché spot day-ahead ne sont qu’une fraction de la consommation d’électricité totale française. En 2025, 139 TWh d’électricité ont été achetés via le marché day-ahead, sur une consommation totale de 451 TWh.
Surveiller le prix de référence du MWh en temps réel
La plateforme éCO2mix de RTE permet de consulter le prix de l’électricité sur le day-ahead sur 9 pays européens, au pas de 15 minutes. On peut y voir les fortes fluctuations du prix de l’électricité au fil de la journée.
Intraday, ou marché infrajournalier
Pour finir, afin d’affiner avec précision l’équilibre entre offre et demande, il existe un autre marché SPOT, l’intraday, qui prend la forme d’un marché continu et permet d’ajuster presque en temps réel les capacités de production aux besoins de consommation, jusqu’à une heure avant la livraison effective du MWh d’électricité. Il existe également trois enchères par jour dédiées à la maille de 15 minutes.
Abonnement à tarification dynamique, l’avenir de la fourniture d’électricité pour les particuliers ?
Jusqu’à récemment, pour les Français, ce marché de gros de l’électricité n’avait que peu d’incidence sur la facture d’électricité à la fin du mois, mais cela pourrait changer dans les années à venir. Le déploiement massif de capacités de production d’électricité renouvelable a eu pour effet d’augmenter fortement la volatilité du prix de l’électricité. Du printemps à l’automne, il n’est pas rare de voir le prix de l’électricité passer de 0 €/MWh à plus de 200 €/MWh sur la journée.
Cette grande volatilité est un inconvénient pour certaines situations, mais peut également être un avantage pour tous les acteurs de flexibilité qui ont des capacités de stockage. Or, le marché des batteries domestiques progresse, tandis que certains fournisseurs d’électricité commencent à proposer des abonnements à tarification dynamique. Comprenez que le prix proposé est indexé au prix SPOT day-ahead.
La combinaison des deux permet, en théorie, à chacun d’acheter de l’électricité quand elle est la moins chère pour la réutiliser pendant les périodes de tensions énergétiques. Cette solution pourrait permettre une baisse de la facture d’électricité, tout en participant de manière concrète à l’équilibre du réseau.
Saturation des réseaux, règles d’urbanisme : l’installation d’une centrale photovoltaïque ne s’improvise pas et relève de plus en plus du casse-tête que de la simple prospection. Pour aider les développeurs de projets à trouver de nouveaux emplacements, une société a mis au point une plateforme interactive qui fait ces recherches automatiquement grâce à l’IA.
À mesure que les énergies renouvelables se développent en France, trouver des emplacements pour installer de nouveaux projets devient de plus en plus difficile. Pour faciliter le travail des développeurs de projets, la société norvégienne Glint Solar vient de lancer Land Screening, une plateforme en ligne qui permet de déterminer des sites potentiels pour installer des centrales photovoltaïques et/ou des batteries de stockage.
Fonctionnant notamment grâce à l’IA, cette plateforme en ligne considère de nombreuses données comme les infrastructures réseaux et leur capacité d’accueil, les zonages d’urbanisme, la topographie et d’autres contraintes de développement. Selon l’entreprise, ce nouvel outil permet de scanner l’ensemble du territoire français pour éviter de perdre du temps lors d’interminables phases de prospection.
Les résultats obtenus, à l’échelle de la parcelle, permettent ensuite de faire une analyse de terrain plus précise pour limiter les risques de refus de permis. Déjà utilisée par des acteurs majeurs du photovoltaïque comme TotalEnergies ou Photoshop, la plateforme aurait fait augmenter le taux d’obtention de permis de 30%.
Ce type d’outil est d’autant plus important que les capacités de raccordement sont toujours plus limitées, la faute à un réseau qui commence à saturer. Contrairement aux grandes centrales thermiques ou nucléaires, les énergies renouvelables sont généralement installées sur des sites où les besoins en électricité sont modestes. De ce fait, les infrastructures locales de transport d’électricité sont souvent rapidement saturées.
De cette situation résultent des délais de raccordement qui s’allongent. Heureusement, des investissements massifs en la matière sont prévus pour les 15 prochaines années. Mais la situation ne devrait pas se débloquer du jour au lendemain.
À défaut de pouvoir stopper net les émissions de CO2, le projet Greensand propose une alternative : renvoyer le CO2 d’où il vient, c’est-à-dire dans des réservoirs géologiques souterrains. C’est d’ailleurs via les infrastructures d’une ancienne plateforme pétrolière que le projet Greensand vient de commencer à injecter du CO2 dans le sol, au cœur de la mer du Nord.
Le projet Greensand vient officiellement de commencer à enterrer du dioxyde de carbone par 1800 mètres de fond, au beau milieu de la mer du Nord. Porté par Ineos, Harbour Energy, le gouvernement danois et l’Union européenne, ce site constitue le premier projet de captage et de stockage de CO2 (CCS) de l’Union européenne.
Le réservoir de Greensand est situé à 250 km des côtes danoises. Situé au niveau de l’ancienne plateforme pétrolière Nini Ouest, il doit d’abord accueillir 400 000 tonnes de CO₂ liquéfié par an avant d’atteindre le rythme de 4 à 8 millions de tonnes de CO₂ par an d’ici 2030.
Premier site de l’Union européenne, mais pas de l’Europe
Bien qu’imparfaites, les solutions de stockage du CO2 constituent le seul espoir de neutralité carbone pour de nombreuses industries émettrices de CO2. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si un pipeline destiné au transport du CO2 est en construction dans l’ouest de la France, jusqu’à Montoir-de-Bretagne. Celui-ci devrait permettre d’acheminer le CO₂ émis par des cimentiers comme Lafarge ou Lhoist jusqu’au terminal de Montoir, pour être transporté par voie maritime jusqu’en Norvège. Le pays scandinave accueille le premier site de stockage de CO₂ européen : Northern Lights. Inauguré il y a deux ans, presque jour pour jour, celui-ci utilise cette fois un ancien réservoir aquifère marin qui séquestrait de l’eau salée.
À terme, d’autres sites devraient proposer les mêmes services. Il n’est pas impossible que la France en accueille quelques-uns, si l’appel à manifestation de 2024 sur le sujet porte ses fruits.
Une récente enquête rapporte qu’au moins 11 auteurs du GIEC seraient liés de près ou de loin à l’industrie pétrolière d’Arabie saoudite, certains étant directement salariés de l’immense Saudi Aramco. Cette découverte pose question sur la neutralité de l’organisation internationale en charge de caractériser le changement climatique.
Une récente enquête journalistique menée par 4 médias, dont L’Humanité et The Guardian, risque d’altérer la réputation du GIEC, dont le prochain rapport est attendu avec impatience pour 2028. Cette enquête révèle les liens directs ou indirects de 11 auteurs avec la filière du gaz et du pétrole en Arabie saoudite. Ces liens posent des questions sur l’indépendance du GIEC, et sur de potentiels conflits d’intérêts qui viendraient entacher la solidité des rapports publiés.
Créé en 1988, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, mieux connu sous le nom de GIEC, a une importance capitale sur la caractérisation du changement climatique, de ses causes et de ses conséquences. Son dernier rapport, publié sous la forme de plusieurs documents entre 2021 et 2023, est très souvent utilisé comme référence commune pour juger de la cohérence des politiques de décarbonation et de protection face aux risques climatiques.
Les 11 auteurs visés par l’enquête en question appartiennent au groupe de travail nᵒ 3 du GIEC, qui traite de l’atténuation du changement climatique, et qui est donc directement lié aux choix politiques et économiques à l’échelle mondiale, ce qui suscite de nombreuses inquiétudes quant à l’objectivité des prochaines conclusions retenues.
Le GIEC n’a pas manqué de répondre que « les affiliations professionnelles ne constituent pas, à elles seules, un conflit d’intérêts et que les situations signalées ont pu être résolues ». En d’autres termes, avec ces 11 auteurs, le GIEC aurait appliqué sa politique interne sur les conflits d’intérêts, et donc il n’y en aurait pas. Le GIEC a également rappelé que chaque rapport était rédigé conjointement par plusieurs centaines d’auteurs, rendant presque impossible la transcription finale de volontés individuelles.
Pourtant, la question se pose, car plusieurs de ces auteurs appartiennent à Saudi Aramco, qui est tout simplement la plus grande entreprise pétrolière au monde, produisant près de 3,8 milliards de barils bruts de pétrole par an. L’entreprise posséderait des réserves suffisantes pour maintenir cette cadence de production pendant encore 70 ans.
L’une des personnes ciblées par l’enquête concerne Mustafa Babiker, salarié de Saudi Aramco depuis 2006, et coordinateur du chapitre sur l’analyse des politiques publiques du prochain rapport. On retrouve aussi Diego Armando Moya-Pinta, chercheur en système énergétique et principal auteur du chapitre 9 du 7ᵉ rapport du GIEC, intitulé « Energy Systems ». Il avait déjà été relecteur du 6ᵉ rapport. Plusieurs de ces auteurs sont également impliqués, chez Saudi Aramco, dans des projets de captage et stockage de CO2 (CCS), ce qui peut laisser envisager une surreprésentation de cette solution par rapport à son intérêt réel.
Les salariés d’une entreprise du sud-ouest de la France sont jugés pour avoir escroqué 60 personnes, auxquelles ils auraient prétexté vendre et installer des éoliennes et centrales solaires pour particuliers. Une situation plus courante qu’on ne le pense.
Six anciens commerciaux d’une entreprise spécialisée dans la transition énergétique viennent d’être convoqués devant le tribunal correctionnel de Carcassonne. Ils sont soupçonnés d’avoir escroqué pas moins de 60 personnes entre 2012 et 2014, lorsqu’ils travaillent pour le compte de la société Home Concept, aujourd’hui disparue. Montant total du préjudice : environ 1,8 million d’euros.
De nombreux faits sont reprochés à ces commerciaux. Si certaines victimes dénoncent des installations incomplètes, ou ne fonctionnant pas correctement, d’autres expliquent n’avoir jamais réussi à recontacter la société une fois le devis validé. Un des responsables de l’entreprise aurait reconnu que des faux documents étaient créés comme des certificats de travaux, des fausses déclarations préalables ou de faux cachets de mairie. On parle même de démarches de demandes de crédits réalisées à la place des clients pour accélérer le versement des fonds.
À l’époque, des clients mécontents de l’entreprise étaient même allés jusqu’à se rassembler sur le forum du média Que Choisir afin d’entamer des poursuites judiciaires. On y retrouve de nombreux témoignages, comme celui d’une personne ayant signé un devis de 40 000 € pour une installation solaire, avec une demande d’apport de 40 %, mais dont les travaux n’ont pas été réalisés.
La vente en « one shot » privilégiée par les arnaqueurs
Au cœur de la stratégie de ces commerciaux, on retrouvait la technique du One Shot. En résumé, après un démarchage téléphonique, un rendez-vous était fixé avec un commercial de la société. Lors de ce rendez-vous, le commercial demandait la facture d’électricité et présentait automatiquement panneaux solaires ou éolienne comme une solution adaptée pour faire des économies.
L’objectif était de faire signer dès cette rencontre, sans laisser le temps au client de réfléchir ou de comparer avec d’autres projets. Souvent, plusieurs documents étaient signés comme des bons de commande. Et ça ne s’arrête pas là : certains documents étaient même falsifiés : dossiers de demande de crédits, certificats de fin de travaux, etc. Le verdict devrait être rendu le 2 décembre prochain.
Face à ce type de démarches commerciales, il faut toujours rester prudent. D’ailleurs, certains éléments doivent servir de signal d’alerte, comme par exemple :
Des promesses d’économies importantes sans réelle étude technique, prise en compte de l’existant, etc.
Tout contrat présenté comme urgent ou à signer immédiatement,
Absence de déclaration préalable de travaux signée par le client,
Un crédit bancaire présenté comme une simple formalité.
S’il faut toujours vérifier les informations légales des entreprises, il est également possible d’en savoir plus sur l’opinion des clients grâce aux forums et aux sites comme TrustPilot ou encore les avis Google.
Le parc éolien d’Aumelas est au cœur d’une longue bataille juridique, portant sur la mort de plus d’une centaine d’oiseaux protégés. Après avoir été condamné à payer près de 500 000 €, EDF Power Solution, exploitant du parc, a finalement obtenu la relaxe, mais France Nature Environnement a déjà annoncé un pourvoi en cassation.
EDF Power Solution (ex-EDF Renouvelables) n’aura peut-être pas à payer 500 000 €, dont 250 000 € avec sursis, pour la mort de 160 faucons crécerellettes à cause du parc éolien d’Aumelas. Ce dernier, composé de 31 éoliennes, est situé sur le causse d’Aumelas, où viennent nicher les faucons crécerellettes après avoir passé l’hiver en Afrique.
Il y a quatre ans, France Nature Environnement Occitanie Méditerranée avait porté plainte en dénonçant la mort de plusieurs centaines d’individus suite à des collisions avec les pales des éoliennes. Le jugement, qui a eu lieu l’année dernière, avait abouti à la condamnation d’EDF Renouvelables France et de ses neuf filiales à verser 500 000 € chacune, dont 250 000 € avec sursis. L’ex-PDG d’EDF Renouvelables, Bruno Bensasson, avait lui aussi été condamné à six mois de prison avec sursis et 100 000 € d’amende, dont 30 000 € avec sursis. Suite à cette décision de justice, EDF Renouvelables a décidé de faire appel, et a finalement été relaxé.
Le faucon crécerellette, au coeur du procès
Ne dépassant pas les 30 centimètres, le faucon crécerellette est l’un des plus petits rapaces au monde. Migrateur, il niche dans de toutes petites zones du sud de la France où il est protégé depuis 1981. Chaque année, il descend vers l’Afrique centrale et le sud de l’Afrique pour passer l’hiver. Selon un reportage de la Ligue de protection des oiseaux (LPO), 90 % des individus ont disparu des espaces européens.
Une évolution législative qui sauve un deuxième exploitant de parc éolien
Cette relaxe s’expliquerait par une modification du code de l’environnement, qui impose désormais « de rapporter la preuve d’un acte intentionnel de l’auteur ou d’une négligence grave de sa part » pour caractériser les atteintes à des espèces protégées. Auparavant, une simple faute d’imprudence pouvait suffire à constituer un délit. D’ailleurs, un autre exploitant qui avait été mis en cause pour la mort d’un aigle royal a également été relaxé grâce à la même évolution juridique.
Pour autant, FNE ne compte pas s’arrêter là et a déjà annoncé un pourvoi en cassation. De son côté, EDF Power Solutions n’a pas commenté cette décision, mais avait rappelé lors du procès avoir mis en place des mesures pour limiter les impacts des éoliennes sur la biodiversité et donc sur les faucons crécerellettes. Des caméras ont notamment été installées sur les mâts des éoliennes, et 78 faucons ont reçu des balises GPS permettant de mieux comprendre leurs agissements.
En parallèle de cette décision de justice, la cour administrative d’appel de Toulouse a relevé, il y a quelques mois, que les éoliennes sont situées sur des zones Natura 2000. En conséquence, une dérogation administrative destinée à protéger le faucon crécerellette ordonne l’arrêt des éoliennes entre le 10 avril et le 20 aout de chaque année, de 30 minutes avant le lever du soleil à 30 minutes après son coucher.
Sur le papier, la nouvelle proposition d’Octopus Energy fait envie. Le fournisseur d’électricité participe à un programme portant sur la construction de 100 maisons, dont les habitants n’auront aucune facture d’électricité à payer pendant 10 ans. Après ce premier projet en Ille-et-Vilaine, l’initiative pourrait être reconduite un peu partout en France.
Alors que le prix de l’électricité est plus incertain que jamais, l’ambition d’Octopus Energy sonne comme un doux rêve : mettre en vente des maisons neuves, pour lesquelles les habitants n’auront aucune facture d’électricité à régler pendant 10 ans.
Pourtant, le fournisseur d’électricité croit dur comme fer en son idée. Après plusieurs projets menés au Royaume-Uni et en Allemagne, ainsi que quelques maisons tests en France, il se lance désormais dans un programme de 100 Zero Bills Homes (maisons sans facture) à Guichen-Pont-Réan, au sud de Rennes.
Ce programme de construction doit prendre place sur le domaine de la Massaye, un nom qui doit parler aux amateurs d’urbex. Le château, construit en 1630, avait été laissé à l’abandon pendant près de 20 ans. Il doit maintenant devenir un modèle de modernité en intégrant des activités professionnelles et des services de proximité en plus de ces 100 maisons à ossature bois.
On s’en doute, la recette d’Octopus Energy repose sur un mélange d’isolation thermique, de pompes à chaleur, de panneaux solaires et de batteries domestiques. L’ensemble est piloté à distance par les équipes d’Octopus Energy pour maximiser l’autoconsommation et la recharge en fonction des prix de l’électricité sur le marché. Attention toutefois, la consommation des voitures électriques n’est pas incluse et Octopus indique mettre en place « un seuil de consommation au-delà duquel le surplus d’électricité [est] facturé », sans préciser combien exactement.
Côté tarifs immobiliers, selon le programme de commercialisation, les logements s’échelonnent de 75 000 à 311 000 €. Les travaux devraient débuter au premier trimestre 2027 pour une livraison début 2028. Octopus devrait continuer sur sa lancée, et ambitionne de multiplier les partenariats avec les promoteurs immobiliers et les collectivités locales pour atteindre les 15 000 Zero Bills Homes d’ici à 2030.
L’univers de la transition énergétique est impitoyable, et pas toujours très juste. On y constate une domination presque sans partage de certaines technologies comme l’éolien ou le photovoltaïque au détriment d’autres technologies moins visibles, mais au potentiel pourtant intéressant. Parmi elles, difficile de ne pas citer le solaire thermique, qui peine à s’imposer, peu importe l’échelle.
Sur le papier, le solaire thermique a tout pour plaire. Grâce à un rendement nettement supérieur au photovoltaïque, il permet d’obtenir de l’eau chaude à moindre coût, à partir de moins d’énergie. À partir de 2020, on a cru à un décollage de la filière avec une croissance spectaculaire du marché des applications solaires thermiques individuelles, passant de moins de 25 000 m² installés par an à plus de 50 000 m² installés en 2023.
Mais l’espoir aura été de courte durée, puisque depuis c’est la dégringolade et le marché est en chute libre. Selon le dernier rapport de l’observatoire des énergies renouvelables Observ’ER, on n’a recensé que 28 656 m² de solaire thermique installé en 2025. Cela représente une chute de 22,3 % pour les applications de chauffe-eaux solaires individuels et de systèmes solaires combinés entre 2024 et 2025.
Des avantages, mais un manque important de visibilité
Ces chiffres s’expliquent par plusieurs raisons. Pour le moment, le marché est porté par des entreprises généralistes qui proposent souvent plusieurs types de solutions. De ce fait, il existe une concurrence technologique au sein même des gammes de ces entreprises.
Or, à l’échelle nationale, l’accent est mis sur le déploiement des pompes à chaleur et des panneaux photovoltaïques, ce qui a pour effet d’invisibiliser toute solution reposant sur le solaire thermique. En parallèle, la réglementation environnementale RE2020, qui régit les règles de construction des bâtiments neufs, est peu favorable au solaire thermique.
Dans ce contexte particulièrement difficile, le solaire thermique peine à trouver sa place. Les acteurs de la filière espèrent désormais un plan de relance national, et une communication plus importante, ce qui remettrait cette technologie sur le devant de la scène, tant dans le secteur du neuf que de la rénovation.
Silencieuses, moins polluantes, et toutes aussi puissantes. Sur le papier, les batteries ont tout pour pousser les groupes électrogènes vers la sortie. Pourtant, le moteur à combustion interne de ces derniers a encore des arguments à faire valoir pour la production d’électricité, en particulier sur les chantiers.
Elles ne sont plus réservées qu’aux vans aménagés et aux balcons solarisés. Les batteries portables s’invitent désormais sur les chantiers pour remplacer les traditionnels groupes électrogènes. Après le secteur des loisirs, puis celui du logement, les plus grands fabricants de batteries s’attaquent au secteur professionnel en misant sur la puissance et la robustesse.
Chez Ecoflow, la batterie destinée aux professionnels s’appelle Powerrock, et affiche une puissance de 4 kW avec une puissance de pointe de 7,2 kW. Bluetti va encore plus loin avec son Pioneer 5000 et ses 5 kW de puissance. D’ailleurs, sa puissance de pointe est affichée à un impressionnant 18 kW ! Les deux modèles sont IP65, comme beaucoup de batteries domestiques, pour résister aux intempéries, à la pluie ou à la grêle.
D’ailleurs, les deux fabricants ne sont pas seuls sur le marché puisque certains acteurs français sont bien décidés à se faire une place au soleil. Par exemple, l’entreprise marseillaise PESS Energy propose désormais le Rock-E, un générateur tout-terrain capable de fournir 10 kWh d’électricité avec une puissance maximale de 10 kWh.
Le marché des batteries d’une puissance contenue, inférieure à 10 kW, se densifie rapidement. Ces produits deviennent peu à peu de sérieuses alternatives aux groupes électrogènes pour des travaux qui nécessitent une alimentation électrique malgré l’absence de connexion au réseau.
Le véhicule électrique comme groupe électrogène grâce au V2L
À l’avenir, les véhicules électriques pourraient devenir une véritable source d’alimentation, en particulier pour les professionnels du bâtiment ou des travaux publics. Aux États-Unis, c’est de plus en plus fréquent, notamment grâce à des véhicules comme le Ford F-150 Lightning, qui est équipé de nombreux ports de sortie et affiche une puissance utilisable pouvant atteindre 9,6 kW.
Mais le marché ne s’arrête pas là. Pour les générateurs de plus grande puissance, l’hydrogène est souvent choisi. En France, plusieurs startups proposent leur solution. C’est le cas d’EODev, qui fabrique le groupe électro-hydrogène GEH2 dans les ateliers Eneria, à Montlhéry. Ce dernier peut atteindre jusqu’à 88 kW de puissance. Toujours en France, H2SYS propose une gamme de groupes électrogènes à hydrogène, dont les puissances s’échelonnent de 1 kVA à 130 kVA pour répondre à une large variété d’applications.
Il existe aussi des « groupes électrogènes zéro émission », fonctionnant sur batterie. Enedis possède plusieurs modèles sur batterie, d’une puissance de 160 kW. La startup marseillaise PESS Energy propose également une grosse batterie composée de packs usagés de voitures électriques, la « Bulk », qui développe elle aussi 160 kW.Ces équipements ont déjà été mobilisés pour des événements d’envergure comme la cérémonie du D-Day de 2024, ou encore les Jeux olympiques de Paris.
En matière de puissance, il existe désormais de réelles alternatives décarbonées pour se passer d’énergies fossiles. Mais ces dernières restent encore difficiles à remplacer dès lors que les besoins s’étalent sur la durée. C’est vrai pour les grosses unités mobiles d’Enedis comme les nouvelles batteries destinées aux professionnels que s’apprêtent à commercialiser EcoFlow ou Bluetti. Par exemple, le Powerrock d’EcoFlow a beau offrir une puissance maximale de 4kW, sa capacité est limitée à 3 kWh. De ce fait, il n’est pas possible de l’utiliser continuellement à pleine puissance pendant plus de 45 minutes.
Une telle limite technique peut directement affecter le rendement des équipes, ce qui constitue un frein au déploiement de la technologie. Heureusement, le développement d’une logistique adaptée parallèlement à l’amélioration constante des performances des batteries devrait permettre de résoudre ce problème dans les années à venir. D’ailleurs, on retrouve exactement les mêmes problématiques sur les engins de chantier : l’électrification n’est plus un problème en termes de puissance, mais l’autonomie peut encore être un frein, en particulier à cause des longues journées de travail en continu, et des difficultés de recharge.
Dans une période de tensions mondiales très importantes au sujet des hydrocarbures, la France doit-elle reprendre les explorations pétrolières sur son territoire pour augmenter son indépendance ? Outre l’Aquitaine, la France dispose d’un potentiel qui mériterait d’être exploré, en particulier au large de Saint-Pierre-et-Miquelon, de l’autre côté de l’Atlantique.
Le blocage du détroit d’Ormuz a redistribué les cartes de l’exploitation et la distribution des hydrocarbures dans le monde. Si de nombreux pays ont profité de cette situation pour accélérer l’électrification de leur mix énergétique, le pétrole et le gaz restent indispensables au fonctionnement de (presque) toutes les sociétés du monde. Chacun essaie donc de trouver des alternatives pour limiter les dépendances au Moyen-Orient en ce qui concerne les hydrocarbures. Pour cela, la France et l’Union européenne se tournent de plus en plus vers le Canada, qui pourrait devenir membre associé de l’UE.
Le Canada dispose de la troisième plus grande réserve d’hydrocarbures derrière le Venezuela et l’Arabie saoudite, et est considéré comme le quatrième producteur mondial de pétrole et le cinquième de gaz. Il produit du pétrole en Alberta, en Saskatchewan et au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador.
Mais pourquoi acheter des hydrocarbures, quand on peut les produire soi-même ? L’un des systèmes pétroliers canadiens se situe dans le prolongement de l’île de Sable, à quelques encablures de la zone économique exclusive (ZEE) de Saint-Pierre-et-Miquelon.
Il y a de bonnes raisons de penser que les 12 400 km² de la ZEE française renferment des hydrocarbures. Un forage, du nom de Bandol-1, réalisé en 2001, a mis en évidence la présence de réservoirs. En parallèle, une estimation a indiqué une potentielle réserve de 1 à 1,5 Tcf, soit plus de 30 milliards de mètres cubes de gaz.
Si cette réserve pourrait potentiellement aider la France à garder une certaine forme d’indépendance énergétique, la loi Hulot, appliquée depuis 2017, interdit toute exploration pétrolière sur le territoire français, y compris pour les territoires ultramarins. Si l’idée est louable, elle condamne la France à devoir importer des hydrocarbures depuis l’étranger, même si elle en possède elle-même. Cette situation est assez similaire à ce qui se passe dans le sud-ouest de la France, même si ici les quantités de gaz en jeu sont nettement supérieures.
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